Q_CSG1203040-2017_故障录波器及行波测距装置技术规范.doc

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1、Q/CSG1203040-2017ICS 备案号：2017-04-30 发布中国南方电网有限责任公司企业标准中国南方电网有限责任公司 发 布Q/CSG2017-05-01 实施故障录波及行波测距装置技术规范Technical specification for fault recorder and travelling wave fault location deviceQ/CSG1203040-2017代替Q/CSG 110031-2012 I目 次1范围12规范性引用文件13术语和定义14环境条件25故障录波装置技术要求36行波测距装置技术要求11附录A（规范性附录）故障录波HDR文件格式

2、14附录B（规范性附录）故障录波装置建模原则23附录C（资料性附录）故障录波装置录波量接入原则25附录D（规范性附录）故障录波DMF文件信息27附录E（资料性附录）行波测距HDR文件格式28附录F（资料性附录）DDF文件格式32前 言为规范、指导南方电网110 kV及以上系统常规厂站故障录波装置及行波测距装置选型配置，依据国家和行业的有关标准和规程，特制定本规范。 本技术规范代替Q/CSG 110031-2012南方电网故障录波及行波测距装置技术规范，与Q/CSG 110031-2012相比，除编辑性修改外主要技术变化如下：更新、补充了规范性引用文件（见2规范性引用文件）；修改环境条件技术要求

3、（见4环境条件）；修改准确度技术要求（见5.3.2）；故障录波增加网络报文分析功能及相关要求（见5.2.5、5.2.6、5.2.7）；修改故障录波起动元件技术要求（见5.3.4）；修改故障录波HDR文件，完善故障报告部分，删除参数部分（见附录A）；故障录波增加DMF文件功能及技术要求（见附录D）；故障录波增加文件传输要求，涵盖CFG、HDR、DATA、DMF、SCD、ICD、DDF、报文记录等（见5.2.9.5、附录B）；故障录波增加通道命名原则（见5.5）；按南方电网电力二次装备技术导则修改行波测距配置要求（见6.1）；细化行波测距远程数据交换及数据调阅功能要求（见6.2.5）；增加行波测距

4、录波文件技术要求（见6.2.9、附录E）；修改行波信号获取技术要求（见6.2.15）；增加行波测距装置后台软件功能要求（见6.2.16）；修改行波测距精度技术要求（见6.3.1）；增加装置描述文件DDF功能及技术要求（见3.5、附录F）；附录A、B、D为规范性附录，附录C、E、F为资料性附录。本规范由中国南方电网有限责任公司系统运行部归口。本规范主要起草单位：中国南方电网有限责任公司系统运行部、超高压输电公司、调峰调频公司、广东电网公司、广西电网公司、云南电网公司、贵州电网公司、海南电网公司、广州供电局、深圳供电局。本规范主要起草人：史泽兵、刘千宽、丁晓兵、张弛、陈智远、方毅、张科峰、李德华、

5、谭乾、巫聪云、李本瑜、张琳波、赵武智、符云、高强。IIQ/CSG1203040-2017南方电网故障录波及行波测距装置技术规范1 范围1.1 本规范规定了南方电网公司范围内110kV及以上常规厂站故障录波装置和行波测距装置的技术标准和要求。直流换流站录波装置和行波测距装置参照执行，110kV以下录波装置参照执行。1.2 本规范适用于南方电网公司范围内110kV及以上常规变电站的故障录波装置和行波测距装置新建、改造工程。故障录波装置和行波测距装置的设计、施工、验收及运行维护应参照本规范执行。1.3 本规范与中国南方电网继电保护通用技术规范一起，构成故障录波装置和行波测距装置的全部技术要求。2 规

6、范性引用文件下列文件中的条款通过本规范的引用而构成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，但鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。GB/T 22386-2008 电力系统暂态数据交换通用格式（IEC 60255-24，IDE）GB/T 2887-2011电子计算机场地通用规范DL/T 478-2013 继电保护和安全自动装置通用技术条件 DL/T 553-2013电力系统动态记录装置通用技术条件DL/T 667-1999 远动设备及系统 第5部分： 传输规约 第

7、103篇： 继电保护设备信息接口配套标准(idt IEC 60870-5-103：1997)DL/T 860.7.2-2004/IEC 61850-7-2:2003 变电站通信网络和系统 第7-2部分：变电站和馈线设备的基本通信结构 抽象通信服务接口（ACSI）DL/T 860.8.1-2006/IEC 61850-8-1:2004 变电站通信网络和系统 第8-1部分：特定通信服务映射（SCSM）对MMS（ISO/IEC 9506-1和ISO/IEC 9506-2）及ISO/IEC 8802-3的映射DL/T 860.10-2006/IEC 61850-10：2005 变电站通信网络和系统 第

8、10部分：一致性测试DL/T 873-2004 微机型发电机变压器组动态记录装置技术条件Q/CSG1203005-2015 南方电网电力二次装备技术导则Q/CSG1204014-2016 南方电网继电保护信息系统主站-子站IEC 61850规约工程实施规范3 术语和定义3.1 暂态录波基于触发方式的电力系统故障动态记录，其起动和记录均有明确要求，以下简称录波。3.2 稳态录波相对于暂态录波而言，宜具有独立的硬件系统，上电即开始不间断录波，无记录死区，支持海量数据存储，可实现对规定时间段内历史数据的完全追溯。3.3 前置采集在本规范中，指故障录波装置中采集模拟量信号和开关量信号的元件，包括模拟量

9、传感器、A/D转换器、开关量的隔离通道等。3.4 分通道文件是故障录波文件的一个子集，一般按照间隔进行划分，将同一被保护的一次设备（如线路、变压器、500kV高压并联电抗器）相关模拟量及开关量的独立组合生成新的录波文件，便于故障录波文件远程传输及分析。3.5 装置描述文件 在本标准中为装置扩展的记录装置信息、定值信息、参数配置等相关信息的描述文件（以下简称DDF文件），扩展名为.DDF。3.6 故障测距 确定输电线路故障位置的实用技术。3.7 行波测距装置 在厂站采集、处理行波信号，并给出测距结果的设备。3.8 行波测距误差行波测距测量的故障点与实际故障点距离的绝对值。4 环境条件4.1 正常

10、工作大气条件a) 环境温度：-10+55；b) 相对湿度：5%95%（产品内部既不应凝露，也不应结冰）；c) 大气压力：80kPa106kPa。4.2 正常试验大气条件a) 环境温度：+15+35；b) 相对湿度：25%75%；c) 大气压力：80kPa106kPa。4.3 基准试验大气条件a) 环境温度：+205；b) 相对湿度：45%75%；c) 大气压力：80kPa106kPa4.4 贮存、运输环境条件a) 装置在运输中允许的环境温度-4070，相对湿度不大于85%；b) 在贮存中允许的环境温度-2555，相对湿度不大于85%，在不施加任何激励量的条件下，装置不出现不可逆变化。4.5 周

11、围环境a) 电磁环境不允许有超过中国南方电网继电保护通用技术规范电磁兼容性能要求的干扰存在；b) 场地应符合 GB/T 9361-2011 中B 类安全要求；c) 使用地点不应出现超过 GB/T 11287 规定的严酷等级为I 级的振动；不发生GB/T 177422008规定的烈度为 度的地震；d) 使用地点应无爆炸危险的物质，周围介质中不应含有能腐蚀金属、破坏绝缘和表面敷层的介质及导电介质，不应有严重的霉菌存在；e) 应有防雨、雪、风、沙、尘埃的措施；f) 接地电阻应符合 GB/T 2887-2011 中5.8 的要求；g) 工作位置应垂直安装于与地面垂直的立面。4.6 特殊环境当要求环境条

12、件超出上述规定时，由供需双方在合同中规定。5 故障录波装置技术要求5.1 故障录波装置的配置原则5.1.1 录波装置的数量应根据变电站实际接入的模拟量和开关量规模进行配置。5.1.2 500kV变电站的录波装置应按照电压等级分类进行配置， 500kV部分（含线路、断路器、电抗器）、主变、220kV部分（含线路、母联、分段、旁路）应分别设置独立的录波装置。500kV部分宜按每两串设置一台录波装置，或按继电器小室分散设置录波装置。主变部分宜按每两台（组）变压器设置一台录波装置。220kV部分宜根据变电站终期规模设置录波装置。66kV及以下部分可根据运行需要设置录波装置。5.1.3 220kV变电站

13、的录波装置应按照电压等级分类进行配置， 220kV部分（含线路、母联、分段、旁路）、主变、110kV部分（含线路、母联、分段、旁路）应分别设置独立的录波装置。220kV部分宜按变电站终期规模设置录波装置，主变部分宜按每两台变压器设置一台录波装置，110kV部分宜根据变电站终期规模设置录波装置。5.1.4 110kV变电站宜配置故障录波器，满足以下情况时应配置录波装置：5.1.4.1 三回及以上110kV出线的变电站；5.1.4.2 有电源以110kV电压上网的变电站；5.1.4.3 有多侧电源的变电站；5.1.4.4 枢纽站或带有重要负荷的变电站。5.1.5 220kV与110kV变电站的35

14、kV及以下部分可根据运行需要配置录波装置。5.2 故障录波装置的功能要求5.2.1 故障录波装置的记录量5.2.1.1 故障录波装置应能记录电流、电压、直流量、高频检波信号、开关量、网络异常事件及网络报文等。5.2.1.2 故障录波装置应具有直流信号接入功能。 （1）故障录波装置应具有录取220V、110V直流量的功能，测量变电站站用直流母线正对地和负对地电压，直流模拟采集回路宜采用隔离放大器，装置的直流量记录延时不应大于1ms，且通道输入阻抗不小于5兆欧。 （2）故障录波装置应能接入变送器输出的直流量。5.2.2 暂态录波功能5.2.2.1 故障录波装置应支持起动元件起动录波和手动起动录波，

15、起动元件可整定。5.2.2.2 故障录波装置应能记录因系统故障、振荡等扰动引起的电流电压、直流量、高频检波信号及各输入开关量的变化波形。5.2.2.3 故障录波装置应有足够的起动元件，装置应在系统发生故障或振荡时可靠起动并开始录波，当完成B时段记录且无新的自动启动条件被满足，经不小于0.1s延时后自动停止。装置的数据记录时间、记录方式及采样率应满足DL/T 5532013第5.3章节的要求。5.2.2.4 故障录波装置应能记录和保存从故障前至少100ms到停止记录时的电气量波形。采样频率可选，各路模拟量同时记录时，A、B段每模拟通道允许设定的最高采样率不小于10kHz。5.2.2.5 故障录波

16、装置应支持生成分通道录波文件，技术原则如下： （1）功能可投退，可根据需求选择是否生成分通道录波文件，支持按照分通道文件的方式进行存储和传输；装置默认投入该功能； （2）投入该功能时，在录波单元生成本单元所有通道完整的录波文件同时，可根据预设定条件，按间隔生成分通道录波文件。对于有保护动作（母差保护动作除外）的录波，录波单元应生成相应间隔的分通道录波文件并上送，多个间隔同时动作时应生成相应多个分通道文件。分通道文件应包含间隔相关的电压通道、电流通道和开关量通道等。5.2.2.6 故障录波装置起动后应能提供简要的故障信息报告，数据的输出方式： a)断路器因故障跳闸时，应能生成故障信息简表，内容至

17、少包括：故障元件及相别、跳闸相别、故障距离(线路故障)、各保护由故障开始到给出跳闸信号的动作时间、断路器跳闸时间、故障后第一周波的故障电流有效值和母线电压有效值，对于线路故障，还应包括：断路器重合闸时间、再次故障相别及跳闸相别、各保护动作时间、再次跳闸时间、再次故障后第一周波的故障电流有效值和母线电压有效值。 b)记录数据传输格式：记录数据传输格式应符合GB/T 22386的规定。 本规范扩充了HDR类型录波文件，用于反映故障信息，见附录A 。5.2.2.7 故障录波装置应具有记录故障序号的功能。5.2.2.8 故障录波装置应在不依赖后台管理机的情况下采用循环存储方式，存储介质宜为失电保持的静

18、态存储器，各路采集量同时工作时，完整的数据记录次数不小于2500次录波起动记录。装置应能备份存储不少于200次的判断为有电网故障的触发记录全通道文件。5.2.3 稳态录波功能5.2.3.1 除前置采集部分共用外，暂态录波单元与稳态录波单元宜分别采用独立硬件系统，存储介质应独立配置，暂态录波单元与稳态录波单元之间互不影响。5.2.3.2 稳态录波的数据采集、记录、检索、传输均由嵌入式硬件系统完成，不依赖于后台管理机。5.2.3.3 稳态录波单元最高采样率应不低于2kHz，采样率可设定。在同时记录全部输入信号条件下，采用循环方式存储的历史数据应不低于7天。5.2.3.4 稳态录波要求具有事件实时扰

19、动标记功能，标记类型应可以投退，扰动标记应以事件方式通知上一级管理单元，并应生成扰动统计报表。5.2.3.5 稳态录波应支持按时间和按事件快速检索历史数据。5.2.4 故障录波装置的录波文件记录功能5.2.4.1 装置的录波文件分为稳态录波文件、暂态录波文件和分通道文件，文件命名应采用装置名、逻辑设备名称、故障序号、故障时间及录波性质等组合方式，具体见附录B。5.2.4.2 录波文件的记录格式应采用GB/T 22386定义的格式（以下简称COMTRADE99）。5.2.4.3 本规范对COMTRADE99标准的应用做出如下规定：a） 关于采样段描述的约定：如AB段有200个采样点/10000H

20、z，C段有1000个采样点/1000Hz，则CFG中（samp，endsamp）应描述为：10000,2001000,1200即第二列参数(endsamp)表示累计采样点数，不是该段采样率下的采样点数。b） 关于COMTRADE99版CFG中的时间表述（Date/time stamps）部分定义的时间记录格式为dd/mm/yyyy, hh:mm:ss.ssssss，记录的秒部分（即ss.ssssss）用9个字符表示，其中小数点前两位表示秒，小数点后六位表示微秒。c） 对于分通道文件，CFG文件中station-name 由“变电站名（间隔名）”组成，正反括弧采用英文半角字符。d） DAT文件记

21、录应采用BINARY格式。e） 通道相别描述方式：A=A相；B=B相；C=C相；N=N相；不区分大小写，但应使用半角字符。5.2.5 网络报文连续存储5.2.5.1 装置应能连续完整记录站控层网络通信的MMS报文。5.2.5.2 报文数据存储介质应独立配置。5.2.5.3 报文数据应能按照先进先出的原则自动循环存储。5.2.5.4 装置循环存储的MMS报文不应低于15天。5.2.6 异常网络报文处理5.2.6.1 当监测到网络报文出现异常时，应启动异常网络报文记录，异常报文包括但不限于MMS报文格式错误和CRC错报文等。5.2.6.2 能够实时监视网络中节点的增加和删除、报文流量、帧速、通信状

22、态等，给出预警信息或异常启动报文记录。监测到流量异常、网络风暴、通信超时、通信中断时应启动告警，节点突增时应启动异常报文记录。5.2.6.3 当监测到保护装置输出信息出现以下情况时，应启动异常网络报文记录。a） 保护启动、差动保护动作、接地/相间距离I、II、III段动作等保护动作信息变位。b） CPU异常、开出异常等告警变位。c） PT断线、CT断线等告警变位。5.2.6.4 异常网络报文事件记录应不少于10000条。5.2.7 装置连续报文与异常报文记录文件输出格式应采用PCAP等格式，文件命名应采用装置名、逻辑设备名称、文件序号、数据起始时间、压缩方式等组合方式，具体见附录B。5.2.8

23、 故障录波装置的数据安全性5.2.8.1 故障录波装置的定值、告警记录、录波数据、装置连续报文与异常报文记录等应具有掉电保持功能。5.2.8.2 通过操作装置上的任意开关、按键或装置提供的软件界面，不应删除、修改已存储的记录数据，不得造成已存储记录数据的破坏。5.2.8.3 装置应能保存直流电源消失前记录的信息。5.2.8.4 故障录波装置在正常运行情况下不应出现死机现象。5.2.9 故障录波装置的记录数据传输功能5.2.9.1 支持远方调阅装置参数、录波及网络报文记录等；且调阅录波数据过程中如遇通道中断，装置应具备续传功能。5.2.9.2 支持远方按DDF文件格式（参照附录F）调阅装置的装置

24、信息、定值信息、参数配置等相关信息。5.2.9.3 装置应能远方修改定值及有关参数。 5.2.9.4 远方控制功能应具备权限管理。5.2.9.5 支持远方按文件列表有选择地调阅装置记录的录波数据。a） 装置应支持通过“/COMTRADE/”文件目录召唤命令上送触发记录全通道文件列表。b） 装置应支持通过“/COMTRADE_SPLIT/”文件目录召唤命令上送分通道文件列表。c） 装置应支持通过“/COMTRADE_SRCD/”文件目录召唤命令上送连续记录文件列表。d） 装置应支持通过“/COMTRADE_BKUP/”文件目录召唤命令上送备份录波文件列表（调取故障性录波）。e） 装置应支持通过“

25、/COMTRADE/NEWEST_录波条目数/” 、“/COMTRADE_SPLIT/NEWEST_录波条目数/”、“/COMTRADE_SRCD/NEWEST_录波条目数/”、“/COMTRADE_BKUP/ NEWEST_录波条目数/”召唤命令分别上送最新触发记录文件列表、分通道文件列表、连续记录文件列表、备份录波文件列表。1) “录波条目数”为指定的最新录波数目，不宜超过200条。2) 召唤最新故障录波列表示例：“/COMTRADE/NEWEST_100/”，表示召唤最新100条触发记录文件列表。f） 装置应支持通过“开始时间截止时间/COMTRADE/”、“开始时间截止时间/COMTR

26、ADE_BKUP/”召唤命令上送指定时间段的触发记录文件列表、备份录波文件列表。1) 开始时间与截止时间为北京时间UTC值的十进制数。2) 按时间段召唤故障录波列表示例：“14014421011404120501/COMTRADE/”，表示召唤2014/05/30 17:28:21至2014/06/30 17:28:21的故障录波列表。g） 装置应能兼容a）、b）、c）、d）、e）、f）中各命令使用“/” 和 “”两种类型的分隔符。5.2.9.6 支持装置当前状态、告警信息的输出。5.2.9.7 装置应能查询装置自身的CID、历史SCD文件。CID、SCD文件应采取压缩文件上传。5.2.9.8

27、 故障录波装置的节电设置不得影响正常通信功能。5.2.10 告警信号5.2.10.1 故障录波装置操作面板上应有运行工况指示，至少包括装置运行、录波起动、装置异常和装置对时等指示灯。5.2.10.2 当地告警信号应不少于3对硬接点输出，分别为录波起动、装置失电和装置异常。5.2.10.3 通信口输出的告警信号至少包括：装置和后台管理机通信中断、自检异常、对时异常、录波起动、PT/CT断线。5.2.10.4 告警信息的记录时间应精确到1ms。5.2.11 故障测距功能：装置应自动识别故障线路并具备测距功能。测距精度应不受故障位置、故障类型、大地电阻率及一些较强干扰因素的影响，金属性短路单端测距误

28、差2.5%。5.2.12 时间同步功能5.2.12.1 故障录波装置应具有时间同步功能。新建变电站的故障录波装置应采用IRIG-B码（DC）时钟同步信号。5.2.12.2 在同步时钟信号中断的情况下，装置在24h内的守时误差应不大于500ms。5.2.12.3 触发记录和连续记录数据应带有绝对时标，精确到微秒，在外部时钟同步状态下，时标误差不应大于500us。5.2.13 通信接口及传输规约a） 装置应具有4个及以上独立的以太网口，以实现就地和远方查询装置信息。b） 装置的所有通信端口均应采用独立的网络端口控制器实现，在任何情况下各个网络端口之间均不应出现数据渗透。c） 装置应按照DL/T 8

29、60的要求建模，具备完善的自描述功能，以MMS机制与客户端通信。装置建模原则参见附录B。d） 装置应能通过报告服务上送各类事件和遥测信息，至少应包括：新录波完成事件、装置对时信号中断告警、工作电压监测遥测信号。e） 装置应支持客户端召唤设定时间段内的录波与报文列表及列表内的任一文件。5.2.14 故障录波装置后台软件功能5.2.14.1 应采用图形化操作界面。5.2.14.2 应具有检索和导出稳态录波文件、暂态录波文件和分通道文件的功能，至少应支持按照日期及时间进行检索和按照故障跳闸进行检索的方式。宜支持根据录波文件自动检索未覆盖的对应连续报文记录。5.2.14.3 应有在线查看功能，可查看通

30、道有效值、谐波、矢量、序分量、频率、功角、功率因数等。5.2.14.4 应具有编辑功能，提供波形的显示、迭加、组合、比较、剪辑、添加标注等分析工具，可选择性打印，可灵活选择特定通道的波形复制于文本文档中，支持将录波文件中模拟量数据直接导出至表格文档中。5.2.14.5 应具有录波文件编辑功能，能按照定制的通道（如某一间隔的所有模拟量和开关量）将录波文件中的数据进行组合生成新的录波文件，并符合COMTRADE99标准。5.2.14.6 应具有谐波分析、序分量分析、矢量分析等功能，能将记录的电流、电压及导出的阻抗和各序分量形成向量图，并显示阻抗变化轨迹。5.2.14.7 应具有故障的计算分析功能，

31、能计算频率、有功功率、无功功率、功率因数、差流、过激磁和阻抗等导出量。5.2.14.8 应有修改定值功能。5.2.14.9 应有本地硬盘维护功能。5.2.14.10 应支持权限管理。5.2.14.11 应具备显示装置当前时间功能。5.2.14.12 应能对TCP连接请求、连接建立、连接销毁进行分析。5.2.14.13 应能对MMS报文内容进行分析，分析内容包括：捕获时间、MMS服务类型、MMS报文内容等。5.2.14.14 应能根据输入条件，过滤与导出指定对象的MMS报文。5.2.15 故障录波装置硬件要求5.2.15.1 录波单元应采用嵌入式硬件平台。5.2.15.2 非易失存储器宜采用平均

32、写技术，循环擦写次数不低于10万次。5.2.15.3 模拟量输入信号应进行电气隔离。开关量输入信号应进行光电隔离，电源使用直流110V或220V。 5.2.15.4 模数转换部分采用16bit A/D。5.2.15.5 后台管理机主板要求：采用低功耗CPU，嵌入式免风扇设计；板载内存；主板的电磁抗干扰要求等同装置本体；具备USB接口，支持数据直接导出至USB设备。5.3 故障录波装置的技术性能要求5.3.1 记录量的配置5.3.1.1 模拟量（包括交流量、直流量和高频检波量）：最大配置不少于96路。5.3.1.2 开关量：最大配置不少于192路。5.3.1.3 站控层MMS采集接口：宜采用RJ

33、45接口，也可采用光纤接口。接口数最大配置不少于3个。5.3.2 准确度本标准中，准确度用在基准条件下连续5次测量中最大相对误差或绝对误差表示，应满足本标准、产品标准或制造商产品文件规定。除特别声明指出外，本标准中准确度指固有准确度。 5.3.2.1 交流电压回路准确度 交流电压回路的准确度应满足表1的要求： 表1 交流电压回路准确度要求输入电压 0.05UN 0.1UN 0.5UN 1.0UN 1.5UN 2.0UN 3.0UN 幅值相对误差 5.0% 2.5% 1.0% 0.5% 1.0% 5.0% 7.5% 5.3.2.2 交流电流回路准确度 交流电流回路的准确度应满足表2的要求：表2

34、交流电流回路准确度要求输入电流 0.1 IN 0.2 IN 0.5 IN 1.0 IN 5.0 IN 10 IN 20 IN 幅值相对误差 5.0% 2.5% 1.0% 0.5% 1.0% 2.5% 5.0% 5.3.2.3 直流电压回路准确度 直流电压回路的准确度应满足表3的要求(可以额定电压为基准，取UdN =220 V或UdN =110V)：表3 直流电压回路准确度要求输入电压 0.1 UdN 0.5 UdN 1.0 UdN 1.5 UdN 2.5 UdN 相对误差 5.0% 2.5% 1.0% 2.5% 5.0% 5.3.2.4 直流电流回路准确度 直流电流回路的准确度应满足表4的要求

35、：表4 直流电流回路准确度要求输入电流 4.8 mA 8 mA 12 mA 16 mA 20 mA 相对误差 5.0% 2.5% 1.0% 2.5% 5.0% 5.3.2.5 相位测量准确度装置记录的各路电流和电压波形相位一致，相互之间的相位误差不大于25.3.2.6 频率测量准确度 装置应能记录暂态及动态过程中的频率变化过程。额定电压下，频率在40 Hz55 Hz时，测量误差不应超过0.01 Hz。5.3.2.7 功率测量准确度 施加额定电压、额定电流，要求装置在功率因数角为0、45、90的有功功率、无功功率测量误差不大于1.5%的视在功率。5.3.2.8 非周期分量的记录性能准确度 非周期

36、分量衰减时间常数为0.1 s，装置所记录的测量误差不应大于5.0%。 5.3.2.9 谐波分析能力 装置具备对25次及以下谐波的分析功能。 5.3.2.10 开关量分辨率 装置测量的开关量闭合、断开时间误差不应大于1 ms。 5.3.2.11 电压、电流回路零漂准确度 装置记录的电压零漂值不应超过0.05 V范围内，电流零漂值不应超过0.01 IN。5.3.2.12 变差装置的变差应满足如下要求： a) 变差以百分数表示； b) 环境温度在正常工作大气条件规定的范围内变化引起的变差不应大于2.5%； c) 其他影响量引起的变差要求由制造商产品文件规定。 5.3.3 外壳防护各部分防护应满足表5

37、的要求，特殊要求可由合同约定。表5 装置外壳各部分防护要求部 位 面 板 背 板 侧 板 上下底板 性能等级 普通状态IP 40 IP 20 IP 30 IP 30 5.3.4 起动元件性能要求5.3.4.1 起动元件分为主起动元件和辅助起动元件，起动元件均能整定定值。主起动元件包括电压突变起动、电压越限起动、负序电压越限起动、零序电压越限起动、电流突变起动、电流越限起动、负序电流越限起动、零序电流越限起动、开关量变位起动。其它均为辅助起动元件。装置出厂前默认所有辅助起动元件不判起动。5.3.4.2 模拟量满足越限启动条件后，装置应以AB段启动一次触发记录，该模拟量越限状态保持过程中不应再作为

38、启动条件。5.3.4.3 主起动元件技术要求 主起动元件技术性能序号起动元件功能要求性能要求1电压突变起动可按通道设定是否起动暂态记录；起动值可按通道设定电压突变启动整定值不小于5% UN 时，动作值误差不应超过整定值的10%；电压突变量整定值小于5% UN，且不小于2% UN时，动作值误差应不超过整定值的30%2电压越限起动可按通道设定是否起动暂态记录；电压越限起动值应分高限和低限，可按通道设定整定值在（90%110%）UN范围时，动作值误差应不超过整定值的5%电压0.5 UN的时间连续超过3s时，宜自动退出电压越低限起动判据3负序电压越限起动可设定是否起动暂态记录；可设定越限起动值整定值不

39、小于3%UN时，动作值误差应不超过整定值的5%4零序电压越限起动可设定是否起动暂态记录；越限起动值可设定整定值不小于3% UN（UN为57.7V）时，动作值误差应不超过整定值的5%5电流突变起动可按通道设定是否起动暂态记录；起动值可按通道设定相电流突变量整定值不小于10% IN、零序电流突变量整定值不小于10% IN时，动作值误差应不超过整定值的20%6电流越限起动可按通道设定是否起动暂态记录；越限起动值可按通道设定整定值不小于110% IN时，动作值误差应不超过整定值的5%7负序电流越限起动可设定是否起动暂态记录；越限起动值可设定整定值不小于10% IN时，动作值误差应不超过整定值的5%8零

40、序电流越限起动可设定是否起动暂态记录；越限起动值可设定整定值不小于10% IN时，动作值误差应不超过整定值的5%9开关量变位起动可设定是否起动暂态记录外部开关量触点闭合(或断开)时间大于2ms，应自动起动暂态记录5.3.4.4 辅助起动元件技术要求 辅助起动元件技术性能序号起动类型功能要求性能要求1三次、五次、七次谐波电压起动可设定三次、五次、七次谐波电压型判据是否起动暂态记录；三次、五次、七次谐波电压型判据起动值可设定判据动作值误差应不超过整定值的5%2直流越限起动-动作值误差应不超过整定值10%3差流越限起动差流越限起动元件接入的电流组数最大不得小于3组，差流越限起动能补偿不同的接线方式、

41、不同电压等级电流组形成的不平衡电流差流越限整定值不低于10IN时，动作值误差应不超过整定值的54手动起动、远方起动应具有通过面板（屏体）按键或键盘起动暂态记录的功能；应具有通过已建立连接的远方计算机起动暂态记录功能5频率越限-频率低限起动范围40Hz49.9Hz，整定值为49.5Hz时，动作值误差应不超过0.01Hz；频率高限起动范围50.1Hz55Hz,整定值为50.5Hz时，动作值误差应不超过0.01Hz5.4 接入原则5.4.1 同一被保护的一次设备（如线路、变压器、母线、500kV高压并联电抗器）的相关模拟量与开关量宜接入同一录波装置中，录波量参见附录C。5.4.2 220kV及以上电

42、压等级模拟量必须录波，并宜按照电压互感器、电流互感器装设位置不同分别接入。5.4.2.1 安装在不同位置的每一组三相电压互感器，其三相电压和开口三角电压均应单独录波。5.4.2.2 变压器应录取各侧的电压、电流、公共绕组零序电流和中性点零序电流。500kV高压并联电抗器应参照变压器选取模拟量录波。5.4.2.3 220kV及以上电压等级3/2、4/3及角形接线，均应单独录取断路器电流。220kV电压等级双母接线方式应单独录取母联、分段断路器电流。5.4.2.4 录波装置电流回路应采用电流互感器保护级二次绕组。录波装置与保护装置、安稳装置共用一组电流互感器绕组时，录波装置宜接于保护装置、安稳装置

43、之后。5.4.3 接入录波装置的开关量应包括保护出口、通道收发信以及开关变位等信息。5.4.3.1 主变保护各侧的出口跳闸及动作信号接点，均应接入录波装置。5.4.3.2 传送闭锁式命令的专用收发信机的收信输出、保护的发（停）信信号，传送允许式命令和远跳命令设备的接点信号均应接入录波装置。5.4.3.3 对于220kV及以上电压等级的分相断路器，每相断路器分、合闸位置均应分别接入录波装置，宜采用断路器辅助接点接入。5.4.3.4 操作箱中的手跳、三跳、永跳继电器的接点宜接入录波装置。5.4.4 安稳控制系统、备自投、低周低压减载等安全自动装置动作出口信号接点宜接入录波装置。5.4.5 直流母线

44、对地电压模拟量宜接入录波装置进行录波。5.4.5.1 每段直流母线对地电压仅接入一台录波装置进行录波，无需在不同的故障录波器重复录波。5.4.5.2 220kV及以上变电站，不同段直流母线应分别接入不同故障录波器进行录波，直流母线对地电压模拟量和录波装置工作电源共用一组直流电源，两者在故障录波屏通过直流断路器分开供电。5.4.6 小电阻接地系统，可将接地变中性点零序电流及接地变保护跳闸出口接入对应主变的故障录波装置。5.5 通道命名规则a） 装置应支持手动编辑修改录波通道名称。b） 录波通道中的一次设备、二次设备名称应以调度命名为准，没有调度命名的设备以现场标志牌为准。c） 装置应能支持不少于

45、64个字节长度的通道名称。5.5.1 模拟量通道命名规则模拟量通道名称采用一次设备名称 相别 电气量通道类型三部分组合进行规范化命名，如：1) 500kV青山甲线A相电流；2) 500kV I母A相电压；3) 5012开关A相电流； 5.5.2 开关量通道命名规则开关量通道名称采用一次设备名称二次设备名称开关量功能名称开关量动作名称四部分组合进行规范化命名，如：500kV青山甲线RCS931线路保护 A相跳闸； 6 行波测距装置技术要求6.1 行波测距装置的配置原则6.1.1 500kV及以上系统的交流线路、220kV长度超过50kM或多单位维护的交流线路应配置集中式行波测距装置；其它220k

46、V巡线困难的交流线路宜装设行波测距装置。6.1.2 直流线路应双重化配置行波测距装置，且应采用不同厂家的产品。6.2 行波测距装置的功能要求6.2.1 行波测距装置应具有多种起动方式，各起动方式可由用户选择，起动元件可设置，并可远方修改。6.2.2 行波测距装置应具有在线硬件和软件自动检测功能。当装置异常时，应能发出告警信号。告警信号包括但不限于：装置失电（或直流消失）、装置异常、对时异常、通讯异常等。6.2.3 行波测距装置应具备自复位功能。在因干扰造成程序走死时，应能通过自复位电路自动恢复正常工作。6.2.4 行波测距装置应具备掉电报警功能，并具备保存电源中断前所采数据的能力。6.2.5 行波测距装置应具有远程数据交换功能，应能